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Post by Roberto Deboni DMIsrMartin Next Generation Solar Energy Center
========================================== Potenza = ? MW(e) Area =
200 ha Collettori = 464'908 mq Costo 141 M$
Alcuni siti riportano come Potenza = 75 MW senza specificare pero' di
che potenza si tratti (di picco ? elettrica ? termica ? radiante ?).
Essendo interessato al solo dato concreto del valore equivalente
elettrico, ho inserito un punto di domanda, in attesa di ulteriori dati
e del tempo di elaborarli (ricordatevi: internet non va preso alla
lettera, ma verificato). Per esempio, va chiarito che non esiste alcuna
turbina a vapore da 75 MW(e), bensi' quella alimentata con
l'integrazione solare ha 470 MW(e) di potenza.
In sostanza occorre stabilire una opportuna convenzione quando si citano
i dati di impianti ISCC. Come minimo, se si volesse citare una potenza
equivalente alla quota "apportata" dalla componente solare, sarebbe
corretto far seguire il valore con un "equivalente" o "virtuale":
75 MW-equivalenti
perche' chi legga (e non sappia molto o nulla di cosa e' un ISCC) capisca
subito che non c'e' alcuna turbina da 75 MW(e).
Per quanto riguarda la produzione, il modo migliore sarebbe di citare la
produzione totale dell'impianto ISCC, specificando poi quanta e' la
percentuale di energia primaria apportata dalla fonte solare. Anche questa
e' una informazione decisamente piu' chiara che citare 155'000 MW*h ... di
cosa ? Energia elettrica ?
Post by Roberto Deboni DMIsrPost by Roberto Deboni DMIsrhttp://maps.google.com/maps?q=27.053,+-80.55&hl=en&ll=27.053011,-80.549998&spn=0.0279,0.030041&sll=27.664827,-81.515754&sspn=14.180035,15.380859&t=h&z=15
L'immagine della realta' fisica serve proprio a smascherare i vari
errori e confusioni su internet. Ad esempio, si puo' vedere chiaramente
come, nonostante la presenza di un solo circuito termico del campo
solare, vi sono pero' 4 generatori di vapore, ognuna verso lo scarico di
una diversa turbina a gas. Le quattro turbine a gas sono in basso (si
intravvede una parte subito dopo le prese d'aria bianche) ed al loro
centro, sullo stesso allineamento, si riconosce l'unica turbina a vapore.
Queste immagini della realta' sono particolarmente utili proprio in un
caso di estrema confusione mediatica come risultano essere la massa di
pubblicazioni intorno a questo impianto termoelettrico. C'e' un sito
di un "fornitore" che descrive:
"Located in Indiantown, Florida, this 1,100 MW combined cycle plant
... features four gas turbines, *four steam turbines*, and a single
condenser and cooling tower"
Quattro turbine a vapore ? Ma se poi andiamo a leggere un documento
ufficiale (del dipartimento della protezione ambientale della Florida)
leggiamo, a pagina 3
"Unit 8 combined cycle combustion turbine system (“4-on-1”) consists of
four General Electric Model PG7241 FA turbines (also known as the 7FA.03),
each nominally rated at 170 MW, with a matched 495 million British
thermal units per hour (mmBtu/hr) gas-fired HRSG, and a 470 MW *single*
steam turbine-electrical generator that serves all four gas
turbines/HRSG systems. "
da cui e' evidente che c'e' una unica turbina a vapore.
Chi ha ragione ? Basta guardare le fotografie per verificare che
l'informazione corretta e' quella della seconda fonte.
Ritengo (osservando la numerazione) che in origine (progettuali o
"pre-integrazione ?) si trattassero di 4 gruppi CC semplici (ovvero
1 turbogas seguito da 1 turbosteam) individuati con i numeri da 5
ad 8. Oggi si tratta di una unica unita' di generazione, in cui
4 turbogas alimentano di vapore una sola turbosteam ed e' stata
denominata come Unita n.8 per ricordare che in precedenza c'erano
4 unita' separate. E' solo una mia ipotesi, perche' non ho trovato
ulteriori informazioni (a parte una estrema confusione tra i bloggers,
troppo pigri anche solo per guardare Google Maps).
La cosa interessante e' che nonostante la turbosteam sia unica, il fluido
dell'impianto solare genera vapore separatamente per ogni turbogas, ovvero
abbiamo 4 circuiti scambiatori, uno sulla coda di ogni turbogas.
Un'altra fatto evidente dalle fotografie reali e' che l'impianto solare
interessa solo una unita (la n.8 che, il quinto componente del impianto
termoelettrico complensivo). Certe fonti danno invece l'impressione che
il solare sia collegato a tutti i 3750 MW delle centrale termoelettrica.
Post by Roberto Deboni DMIsr...snip...
Post by Roberto Deboni DMIsrLa prima cosa che si nota osservando le foto dall'alto e' che si tratta
di tutto meno che una zona "desertica". Non e' solo il Lago Okeechobee,
il piu' grande lago di acqua dolce della Florida ed il settimo degli
USA, ma la vegetazione cresce anche visibilmente tra i filari di
specchi parabolici.
Il significato di quello che si vede nella foto dell'impianto e' che non
si puo' banalmente applicare i metodi di calcoli fatti per gli impianti
del Mojave. Infatti, c'e' evidentemente un maggiore tasso di umidita',
il che inevitabilmente significa una maggiore quantita' di radiazione
riflessa. Ora, trattandosi di un impianto a concetrazione, esso utilizza
al meglio la radiazione diretta, non quella riflessa, quindi le "stime"
di produzione vanno fatte con attenzione, a meno che non si abbia solo
l'intenzione di esaltare l'impianto e/o la tecnologia.
FPL menziona che uno dei problemi del 2011 sono stati "nuvole sopra la
Florida" ... pero' senza alcun dato numerico o ulteriore specificazione.
Post by Roberto Deboni DMIsrUn dato di partenza e' la superficie captante dei collettori: 464'908 m2
Sappiamo che la potenza incidente di picco solare e' intorno ad 1 kW/m2.
Quindi la potenza lorda radiante interessata dalla superficie in oggetto
sarebbe di 464,9 MW(r). Il problema successivo e', appunto, pervenire ad
un valore di energia termica, che e' quella che viene effettivamente
immmesso nell'unita' ISCC. Si potrebbe ipotizzare una efficienza di
trasferimento dell'energia solare in calore nel fluido del 50%, nel
qualcaso: 464,9 x 0,50 = 232,5 MW(t) Questo potrebbe essere una
grandezza d'ordine della produzione del campo solare in oggetto. Quanta
elettricita' poi si produca dipende dall'efficienza globale della
turbina a vapore da 470 MW(e) e quindi l'affermazione che si tratta di
"impianto solare da 75 MW" tende a creare confusione.
Post by Roberto Deboni DMIsrLa componente termica con cui il campo solare viene integrato e' un
sistema esistente a ciclo combinato da 1100 MW(e) in 4 gruppi. Quindi
si tratta proprio della integrazione di un impianto esistente. Si
tratta di 4 turbine a gas, ognuna seguita da una turbina a vapore.
Errore mio: c'e' una sola turbina a vapore da 470 MW, che inizialmente
non avevo riconosciuto nella fotografia google-maps dell'impianto.
Post by Roberto Deboni DMIsrIl campo solare e' entrato in servizio nel 2010 ed e' stato gia'
provato nel 2011 per un intero anno, incontrando alcuni problemi di
"infanzia".
L'unita' n.8 e' entrata in servizio nel 2005, quindi il progetto in
questione riproduce proprio l'ipotesi che aveva citato in passato:
l'integrazione a posteriori con il termosolare di unita' termoelettriche
esistenti. L'obbiettivo non e' quindi una totale "soppressione" del
combustibile (non e' possibile farlo in modo ecomico con impianti
"nati" per funzionare solo a combustibili), bensi' una riduzione dei
consumi, per quanto fattibile.
In Italia, da una soluzione del genere, dal punto di vista occupazionale
abbiamo una interessante sinergia: si creano nuovi posti di lavoro,
SENZA COSTI, perche' questi nuovi stipendi sono pagati con i risparmi di
acquisti di combustibili.
Chi ci rimettono sono gli importatori di combustibili (e le aziende estere
produttrici di tali combustibili). Ma francamente, per quanto tempo ancora
l'Italia deve fare beneficienza di valuta pregiata verso l'estero ?
Si tratta solo di quantificare un rapporto tra costi salariali lordi e di
energia risparmiata, per massimizzare il numero di posti di lavoro creati
(l'impianto solare ha bisogno di manutenzione e cure).
Un'altro vantaggio, e' una riduzione della dipendenza dai combustibili.
E' vero che si continua ad avere bisogno di combustibile per tutte queste
centrali ISCC, ovvero un "embargo" toccherebbe la produzione di tutte
queste centrali termoelettriche, che il solare potrebbe, forse a malapena
fare girare al minimo solo la turbosteam. Ma e' anche vero che una riduzione
in grande scala (ovvero su tutte le centrali termoelettriche) dei consumi
di, ad esempio, un 10%, significa che, a parita' di scorte, una autonomia
10% maggiore, e per quanto poco, questo aumenta il potere contrattuale.
I dirigenti di FPL (ad esempio, Lewis Hay III) riconoscono che ora i costi
del solare sono superiori (ma ricordiamoci: si riferisce ai costi diretti
per l'azienda, non quelli globali per la collettivita', per la nazione) a
quelli del gas. Ma afferma che occorre "provare" e con l'esperienza ridurre
i costi del solare. E ricorda che i costi dipendono fortemente dai fattori
di scala, come nel caso dell'eolico (si riferisce alla tendenza del
gigantismo dell'eolico, con potenza oltre il MW per singola unita' e
apertura verso il centinaio di metri).
Insomma, come qualsiasi industriale sa, quello che occorre e' una produzione
in serie, magari con "fabbriche mobili" (come sperimentato da BrightSource
ad Ivanpah).
FPL riconosce altresi che sta "sperimentando", rispetta ad una quota
della produzione elettrica dell'unita' ISCC imputabile al solare stimata
in 155'000 MW*h, nel primo anno di funzionamento (2011) sembra che abbia
ottenuto solo 30'000 MW*h
[sarebbe stato utile se FPL avesse fornito laproduzione totale stimata
per l'unita' ISCC a pieno regime e quella effettiva del 2011, cosi' da
potere capire come il solare si rapporta globalmente. Altrimenti si
rischia di fare tanta scena con poco risultato]
FPL si e' difesa informando che ha dovuto tenere l'impianto fermo per
4 mesi per effettuare modifiche e prove tecniche delle stesse.
Effettivamente, qui non si tratta di un classico problema di "mortalita'
infantile", ovvero nei grossi impianti industriali e' normale che il
primo anno di attivita' e' pieno di fermi e riparazioni. Qui invece siamo
in presenza di un prototipo per FPL, ma anche per il settore industriale
locale e nazionale, che non ha alcuna esperienza di problemi e soluzioni
per grossi impianti del genere. E non e' affatto una novita', ne raro, che
un "prototipo industriale" (ovvero un sistema complesso), dopo un avere
evidenziato un guasto o un grave problema progettuale, resti fermi per
mesi, anche per un anno. Affossare tutta una nuova tecnologia solo per
questo, sarebbe come minimo da "miope".
Notare che tutto questo non ha influito sul funzionamento del Unita n.8,
che ha continuato a generare energia elettrica, senza l'apporto solare.
Apportate una prima serie di modifiche progettuali e delle prestazioni
degli apparecchi, FPL afferma che all'inizio del 2012 ha ottenuto dalla
componente solare un apporto fino a 80 MW(e) equivalenti all'uscita
della turbosteam, quindi superando le aspettive.
Un'anno dopo, pero' la situazione conclusiva e' stata meno rosea: nel 2012
la quota elettrica prodotta dall'impianto ISCC imputabile al solare e' stata
solo di 89'000 MW*h, molto meglio degli 30'000 MW*h del 2011 (ma e' stato
un anno di modifiche, riparazioni e bonifica dell'impianto solare), ma
ancora lontani dai teorici 155'000 MW*h (-42%).
FPL si e' scusata citando ulteriori problemi con il fluido vettore di
calore del campo solare, con due minori perdite (100 galloni nel gennaio
2012 e 50 galloni nel settembre 2012). Insomma, altri giorni di fermo per
bonifica.
Le parole del capo del settore ingegneristico di FPL:
“We recognize that it was a demo project. We realized at that time it was
an opportunity to test technology,” said Buck Martinez, referring to the
company’s decision to build the hybrid plant in the first place."
Le parole "demo project" spiegano anche come mai l'impianto (nonostante
75 MW-equivalenti sembrino "tanti" per chi opera nel fotovoltaico) e' cosi
piccolo in rapporto alla potenza della unita' ISCC (1150 MW).
Insomma, e' ancora presto per fattorizzare il contributo solare di questo
tipo di impianti.
Post by Roberto Deboni DMIsrPost by Roberto Deboni DMIsrPer esempio gli operatori stanno prendendo pratica nella
gestione dell'andamento intermittente solare che deve essere gestito
compensando dal lato termico. Questo e' possibile grazie a quelli che
potremo definire "post-bruciatori" (duct burners), che vengono usati
negli impianti a ciclo combinato per seguire variazioni del carico
elettrico.
L'aspetto della indifferenza della erogazione di una centrale ISCC
a fronte della intermittenza solare e' forse l'aspetto che ha maggiore
fascino per i gestori di aziende elettriche tradizionali. Infatti, evita
loro tutta la problematica di come gestirsi verso il distributore di
rete, di fronte ad incertezza di produzione. Insomma, e' un settore
economico del tutto nuovo ed e' comprensibile che chi ha accumulato
anni di esperienza nel rapportarsi avendo dietro un bruciatore, rifugga
dalle fonti rinnovabili. Ma in questo caso si trova a suo aggio, perche'
sa che e' solo un "problema" dei tecnici quello di bilanciare l'erogazione
solare con quella del gas: a lui, funzionario, basta sapere che se prende
in mano il telefono per (o la tastiera del PC) fare la sua offerta al
mercato elettrico, puo' garantire l'erogazione (guasti permettendo, ma
quella e' un'altra faccenda).
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Roberto Deboni